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        裂縫性潛山變質巖油藏的合理生產技術對策——以鴨兒峽油田志留系油藏為例

        2013-09-07 13:39:38敬曉鋒郝紅勛
        石油工業(yè)技術監(jiān)督 2013年9期
        關鍵詞:志留系產水量產油量

        敬曉鋒 郝紅勛 譚 偉 鞠 強

        中國石油玉門油田分公司 鴨兒峽油田作業(yè)區(qū) (甘肅 酒泉 735200)

        鴨兒峽志留系油藏緊鄰酒泉西部盆地青西生油凹陷東緣,位于老君廟南部隆起帶西端,工區(qū)面積約30km2[1]。巖性以千枚巖為主夾薄層變質砂巖,主要有千枚巖、板巖、變質砂巖,局部分布侵入巖及碳酸鹽巖[2]。鴨兒峽志留系儲層物性很差,千枚巖儲層基質平均孔隙度為2.3%,儲層空氣滲透率一般小于0.1×10-3μm2。分布在油藏西部邊緣局部地區(qū)覆蓋在千枚巖之上的薄層白云巖物性較好,其孔隙度較高,平均為10%。但分布局限、厚度也小,僅占全油藏石油儲量的10%左右,儲集空間以裂縫為主,局部地區(qū)發(fā)育有溶蝕晶洞[3]。油藏總面積8.9km2,地質儲量1.037×107t。生產動態(tài)分析表明,志留系潛山油藏非均性強,在8.9km2探明含油區(qū),近1/3區(qū)域含油性差;志留系油藏一直靠天然能量開采,油藏能量嚴重虧損,產量遞減快,后期開發(fā)穩(wěn)產難度大[4]。因此,明確油藏的開發(fā)特征對于正確指導油田合理開發(fā)及技術措施的制定具有重要意義。

        1 研究區(qū)勘探開發(fā)現(xiàn)狀

        鴨兒峽志留系油藏自1959年發(fā)現(xiàn)至今,經歷了53年的勘探開發(fā)歷程。根據(jù)油藏勘探開發(fā)部署的經歷及油藏產量變化形勢,可把油藏整個開發(fā)歷程劃分為2個階段:一是試采評價、滾動擴邊并舉階段;二是推動產量不斷上升和油藏產量逐步遞減階段[5,6]。

        現(xiàn)在,鴨兒峽油田鉆遇志留系的井數(shù)118口,油藏產量從 2001年的5.3×104t下降到目前的 3.6×104t。截至目前,志留系油藏共有油井39口,油井開井30口,日產油量101.27t,綜合含水50.47%,綜合氣油比21m3/t,累積產油量180.12×104t,累積產水量51.45×104m3,采油速度 0.36%,采出程度僅為17.37%。

        2 油藏生產開發(fā)特征

        2.1 高產井產量遞減速度快、累積產油量高、持續(xù)時間長

        裂縫性潛山油藏一個顯著的開采特征是高產油井的產量遞減速度快,主要表現(xiàn)在投產初期。選擇單獨生產志留系的12口高產井,統(tǒng)計投產初期前3年的生產數(shù)據(jù),遞減率普遍比較高,并依次遞減,平均年遞減率達28.84%(表1)。這部分井遞減后生產延續(xù)期比較長,累積產油量比較高,其中Y519井于1978年4月投產,初期平均日產油量91.29t,到2012年12月底已經開采30余年,仍然正常生產,累積產油量達到8.58×104t。

        表1 高產井遞減率投產初期統(tǒng)計表

        2.2 低產井生產狀態(tài)不穩(wěn)定

        低產井一般是指初期平均日產油量低于5t的油井。從開發(fā)歷史中鉆遇或者劃入其他層系情況看,低產井占大多數(shù)。由于初期產量較低,生產中遞減率相對較小,往往這部分井地層能量較低,使得生產延續(xù)時間較短,多數(shù)井生產欠正常。例如,Y906井于1992年12月投產,初期日產油量4.55t,長期采油過程中表現(xiàn)出產量波動的特征,到2000年2月因無油停產至今。絕大多數(shù)低產井生產延續(xù)的時間更短,經常生產四、五年時間就因無油停產。

        2.3 注水初期油井見效明顯

        Y575井于2002年10月開始轉注,日注水量45m3左右。在整個試注水過程中由于測壓觀察等多種原因,注水間斷,截止2003年11月停注,共間斷注水14個月時間,累積注水量1.1842×104m3。Y907井與Y575井相距較近,注水后產液量、產油量上升,含水上升,動液面無上升,有效期延續(xù)較長;Y531井因無油長期關井,在Y575井注水10個月后恢復開井,與長期關井前的重要區(qū)別是產液量大幅度提高,開始出油;Y588井在注水期間生產出現(xiàn)較大波動,但整體上產油量處于上升趨勢,含水變化不大,動液面無上升。

        2.4 油藏含水變化特征復雜

        2.4.1 油藏底水匱乏、邊水層間水是含水變化的主要制約因素

        志留系油藏投產初期產油量差距較大,通常塊狀底水潛山油藏的產水量隨著井底位置高低而分布,在活躍的底水作用下,位置低的井產水量明顯高于高部位的井,含水上升的速度也要高于頂部的井,說明底水充足、活躍,是促成含水變化的主要因素。而志留系油藏并沒有出現(xiàn)這樣的特征,15口井處于海拔低部位的井生產數(shù)據(jù)表明,初期月產水量普遍較低,其中5口井不產水,海拔位置最低的Y523、Y546、Y564、Y881井的產水量都較低,上述情況表明志留系油藏底水不活躍,且缺乏底水,不能構成油井含水上升的主要因素,由此可認為構成含水上升的主要因素應該是邊水層間水作用。

        2.4.2 油藏整體含水上升緩慢

        分析鴨兒峽志留系油藏的整個開發(fā)歷程,除了Y575井組注水外,整個油藏基本上依靠天然能量開采。早期油井大多數(shù)投產不含水,生產中表現(xiàn)出的特點是含水波動比較小,含水上升緩慢,屬于勻速上升特點,這種特點可以通過不同潛山油藏開發(fā)特征對比得到驗證。表2中列出華北部分潛山油藏、遼河東勝堡油藏與鴨兒峽志留系油藏含水對比,在各油藏含水達到40%時,采出程度最高可達19.78%,最低為12.32%。鴨兒峽志留系油藏采出程度較高,可采儲量采出程度可達到86.10%,遠遠高于其他油藏。從時間上看,其他油藏達到這一含水階段的年份都比較短,其中華北任丘霧迷山油藏經歷了11年,而鴨兒峽志留系油藏經歷了48年才達到這一程度,表明鴨兒峽志留系油藏含水上升緩慢。

        表2 潛山油藏含水與采出程度對比表

        2.4.3 早期投產井和潛山頂部井無水采油期長

        鴨兒峽志留系油藏無統(tǒng)一的油水界面,水型比較單一,主要為Na2SO4型,產出水來源主要是邊部推進水,次為層間原生水。層間原生水缺乏持續(xù)性,邊水推進相對緩慢,油井生產上表現(xiàn)為產水量有間斷變化,而邊水突破后產水量持續(xù)上升。

        油藏各井投產時間差距非常大,最早的一批是1959年至1967年投產,最晚的一批是2000年以后投產,相差30多年,因此含水特征可以從時間和構造2個角度分析。從時間觀點來看最早投產的一批油井基本不含水, 包括 Y110、Y114、Y115、Y134、Y135、Y137井,這些井都分布在潛山頂部,其中只有Y135井投產見水,屬于層間水,直到1978年3月產水量才有明顯上升,其余井投產都不含水。這部分井無水采油期長,產量高,生產年限長,6口井平均無水采油期99.7個月,平均生產年限28年6個月。在同一構造帶上潛山頂部晚期投產井的特征相反,多數(shù)在2000年后投產的井,投產時油藏累積產油量已達95.58×104t,油藏邊水已經有了較大侵入,油水分布不同于原始狀態(tài),這部分井表現(xiàn)出投產即見水的特征。

        2.4.4 含水上升類型不同

        根據(jù)單井資料劃分含水上升類型,共統(tǒng)計單獨生產志留系井數(shù)57口,其中有16口井因無油報廢,實際應用41口井,共劃分出3種含水上升類型。

        第一種為緩慢上升型:油井投產初期不含水或者微含水,長期生產中產水量時有時無,含水經常出現(xiàn)間斷,到生產后期絕對產水量不高,含水上升比較緩慢。這種類型的大多數(shù)井都是投產比較早,產油量比較高,持續(xù)生產的年限比較長,表現(xiàn)為層間伴生水(層間水)特征,由于在油層中層間水分布零散,規(guī)模小,不能形成水淹特征。

        第二種為邊水突破型:油井投產初期不含水或者低含水,生產早期表現(xiàn)為含水間斷或有波動,等生產至某一年限或某一階段后含水上升明顯,由間斷含水轉變?yōu)檫B續(xù)含水。這種類型的大多數(shù)井投產也相對較早,屬于中等產量范圍,生產持續(xù)的年限也相對較長,表現(xiàn)為邊水后期侵入,造成含水上升。

        第三種為早期含水偏高型:油井投產初期含水或者含水較高,明顯的特點是投產后含水連續(xù)上升,這種類型的井大多數(shù)投產時間比較晚,產量相對較低,表現(xiàn)為投產時油層已經受到邊水侵入,造成油井投產即含水或含水偏高。

        3 技術對策和實施效果

        3.1 油井轉注

        3.1.1 油井轉注方案

        設計油井轉注,形成注采井網,針對可生產的志留系油井,同時兼顧志留系仍有生產能力的混層系油井。按照油井轉注的地質條件經過全面分析對比,結合油井生產動態(tài),共篩選轉注井8口,共連通油井11口次,因轉注影響,日產油量 0.45t(表 3)。

        3.1.2 原注水井利用

        原注水井是指志留系停注井及L層注水井,L層注水井具備井底鉆達志留系的條件,同時對L層和志留系注水,起到老井利用的作用,利用分注管柱和不同水嘴來控制2個層系的注水量。經過對整體注采井網的設計,利用老注水井4口,包括志留系1口,L層注水井3口,共涉及油井11口(表4)。

        表3 轉注井井組數(shù)據(jù)表

        表4 可利用原注水井井組數(shù)據(jù)表

        以上注采井網設計注水井共計10口,受益油井33口,按目前志留系油井總井數(shù)43口計算,總注采井數(shù)比為1:3.9,按油井開井數(shù)31口計算,開井注采井數(shù)比為1:2.8。按照部署后的井網系統(tǒng)自2009年實施以來,單井原油月平均產量由原來的209.55t,增加到現(xiàn)在的257.35t,顯示出良好的開發(fā)效果。

        3.2 其他技術對策

        3.2.1 分層酸化壓裂

        井史復查發(fā)現(xiàn),開發(fā)階段的酸化壓裂措施是籠統(tǒng)實施。而志留系油藏井段長,多為裸眼加襯管的完井方式,與套管射孔完井方式不同,酸液需要與整個井段的地層發(fā)生反應,而實施套管射孔的井酸液僅與射孔段發(fā)生反應;籠統(tǒng)酸化壓裂的針對性不如分層實施。如Y569井由于累積產油量特低,主力油層發(fā)揮差,開發(fā)過程中始終低含水,目前月產油65t,月產水9m3,油層井段集中,建議實施分層酸化壓裂。分層壓裂自2009年10月實施后,該井月產油量由65t增加到641t,含水降至2.0m3。

        3.2.2 卡水

        卡水措施重點針對目前含水比較高,有層間干擾影響,可以通過卡水減緩層間矛盾。如Y929井屬于高含水井,目前月產液量243t,綜合含水率達99.6%。產出剖面差異大,層間干擾重,出水層對出油層影響明顯。該井自2010年5月進行卡水措施后,含水率降為56.83%。

        3.2.3 深抽提液

        深抽提液措施主要選擇動液面較高,產量較低,產油產水剖面不夠清楚并且有一定地層能量的井。如564井含水率為99.23%,出油出水層段不清楚,累積產油量低,有一定潛力,動液面較高(1322.0m),供液能力強。自2009年7月實施深抽提液措施以來,含水率降低至48.66%,月產油量325t。

        4 結論

        (1)鴨兒峽油田志留系油藏依靠天然能量開采,油藏能量嚴重虧損,產量遞減快。油藏開發(fā)過程中表現(xiàn)出高產井產量遞減速度快、累積產油量高、持續(xù)時間長,低產井生產狀態(tài)不穩(wěn)定,注水初期油井見效明顯,含水變化復雜的特點。

        (2)通過油井轉注、分層酸化壓裂、卡水和深抽提液等控水增油措施實施后,鴨兒峽油田志留系油藏的含水下降,產油量明顯上升,顯示出良好的開發(fā)效果,為油田后期穩(wěn)產提供了堅實的技術保障。

        [1]柏松章,唐飛.裂縫性潛山基巖油藏開發(fā)模式[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997.

        [2]霍永祿,譚試典.酒泉盆地陸相石油地質特征及勘探實踐[M].北京:石油工業(yè)出版社,1995.

        [3]頓鐵軍.酒西盆地鴨兒峽地區(qū)變質巖儲層研究[J].西北地質.1995,16(2):51-58.

        [4]袁士義.裂縫性油藏開發(fā)技術[M].北京:石油工業(yè)出版社,2004.

        [5]鄭應釗,馬彩琴,苗福全,等.鴨兒峽志留系裂縫性潛山基巖油藏儲層地質建模[J].石油地質與工程,2009,23(1):32-34.

        [6]謝全民,李鋒,馬彩琴.酒西盆地鴨兒峽油田志留系潛山油藏地質特征及油水分布[J].特種油氣藏,2001,8(4):5-7.

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